Полный текст

Введение Согласно определению учебного и научно-исследовательского института Организации объединенных наций термин «битум» означает углеводород, который по существу неподвижен в условиях пласта. Тяжелая нефть может отличаться от битума до около 20° API. В пределах этого диапазона тяжелая нефть иногда подразделяется на сверхтяжелую и тяжелую при плотности 10° API [1-4]. Температура пластового резервуара играет очень важную роль в определении вязкости нефти или ее подвижности. На рис. 1 показан рейтинг десяти стран с запасами битума и сверхтяжелой нефти. Классификация углеводородов в пластовых условиях часто применяется при регулировании запасов углеводородов. Битум чаще всего регла-ментируется в соответствии с национальными правилами добычи полезных ископаемых, а легкая нефть регламентируется в соответствии с национальными нормами по углеводородам или нефти [5-15]. Рис. 1. Рейтинг десяти стран с запасами битума и сверхтяжелой нефти [17] Региональная геологическая постановка - структура и тектоника Битуминозные песчаники на юго-западе Нигерии расположены между прибрежной равниной и возвышенностью. Геологические условия характеризуются смолами провинции Илеша, структурными и незначительными топографическими пропастями. На западе располагаются равнины и нагорья бассейна Бенина, а на востоке - долина и дельта реки Нигер, где исследуются околоповерхностные слои бассейна Анамбра. Прибрежная равнина, подстилаемая осадочными толщами, образует поверхность земли, как правило, с низким рельефом. Дренаж умеренно интегрирован, но большинство рек относительно малы и имеют дренажные бассейны либо в прибрежной равнине, либо в прилегающих возвышенностях. Большая часть поверхности суши имеет хороший развитый латеритный почвенный покров, и коренные породы обычно не подвергаются воздействию, за исключением искусственных разрезов или раскопок. В северной части прибрежной равнины лежат песчаники и глины мелового и третичного возраста, некоторые из них относительно неконсолидированные. Южная часть прибрежной равнины - прибрежная низинная полоса, слегка расширяющаяся на восток, с преобладанием болота и рельефа береговой линии. Аллювиальные долинные отложения четвертичного возраста граничат с более крупными реками [16-20]. К северу от пояса смолы составляют область более высокого рельефа. Гнейсы, кварциты, граниты и сланцы доминируют в этом наборе изверженных и метаморфических пород докембрийского возраста. В нескольких местах осадочные толщи на холмах подвальных пород указывают на тенденцию к перекрытию пластов подстилающей поверхностью, когда она поднимается к северу. На юге залежи располагаются в осадочной цепи на больших глубинах. Бенинский бассейн назван в честь страны, которая граничит с Нигерией на западе. Его именовали Дагомеей и бассейном Котону. Бассейн образовался после рифтов в маргинальном положении, он развился в мелком заливе побережья западной Африки после открытия экваториального Атлантического океана в раннем меловом периоде. Бенинский бассейн удлинен в направлении восток-запад параллельно береговой линии, простираясь от шпоры Илеша на востоке до прибрежных низменностей Ганы на западе. Северный край бассейна характеризуется экспозицией подвала, которая расположена на расстоянии 130 км от побережья вдоль центральной оси бассейна вблизи границы Нигерии и Бенина. Южный предел бассейна плохо определен и расположен под морским дном за пределами континентального шельфа. Бассейн Анамбра к востоку от стороны нефтяных песчаников является геологической областью, лежащей в основе западной береговой части дельты Нигера. Подобно бассейну Бенина, он возник в раннем меловом периоде в качестве рифтовой структуры и отличается удлинением к северо-востоку как одной из серии структурных прогибов, вызванных истончением коры вдоль неудавшейся оси рифта, перпендикулярной центру распространения Атлантики. Наиболее значимой частью этой системы является Бенинский шарнир - четко выраженная структура северо-восточного расположения, где северо-западный фланг бассейна встречает шпору Илеша [21-24]. Стратиграфия Слои восточного Бенинского бассейна и Илешской шпоры имеют возраст от мелового до современного. Поверхностные распределения основных литостратиграфических единиц были нанесены на карту по всему региону, в результате чего была создана базовая стратиграфическая структура, в которой используются данные об изучении поверхности и информация о скважинах околоповерхностного слоя. Некоторые стратиграфические номенклатуры относятся к недропользованию, тогда как другие основаны на описаниях обнажений. Самые старые слои, обнажаемые в поясе смолы, это песчаники и сланцы маастрихтского (позднемелового) возраста. Эти ископаемые обычно обозначают образование Абеокуты. В своем типовом местонахождении к западу от пояса смолы форма Абеокуты имеет толщину приблизительно 600 футов, но становится несколько тоньше на востоке. Детальные исследования пояса смолы показывают, что отдельные песчаники прочны, однако общая картина состоит из базальных песчаников и конгломератов, за которыми следует песчано-сланцевый промежуток в несколько сотен футов, далее - верхняя часть сланцев [25-29]. Магнитные свойства ядра Ядра имеют спиновое квантовое число I (спин ядра). Явление ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) можно наблюдать только для ядер с ненулевым спиновым квантовым числом, I ≠ 0. Ядра с I ≠ 0 имеют магнитное квантовое число mi = I, I-1, I-2, … -I (значения колеблются от I до -I, через 1). Для ядра атома водорода 1Н (протон): I = 1/2 и mi = 1/2, -1/2. Ядра атомов имеют собственный момент импульса где I - спин ядра, h - постоянная Планка. Магнитные ядра (I ≠ 0) характеризуются магнитным моментом µ, который вычисляется по формуле µ = g·р, mi - это проекция вектора µ на линии напряженности магнитного поля; g - гиромагнитное отношение (индивидуальная характеристика ядра). Энергия ядра в магнитном поле характеризуется выражением Е = -mh/2πγβo, где βо - напряженность магнитного поля. Для m1 = +1/2, E1 = -h/4πγβo. Для m2 = -1/2, E2 = h/4πγβo. DE = E2 - E1 = h/2πγβo. Основное уравнение ЯМР описывается выражением DE = h/2πγβo, DE = hv, где h - постоянная Планка, γ - гиромагнитное отношение; βо - напряженность магнитного поля, v - резонансная частота, v = γβо/2π. Для ядер 1Н γ = 2,674·108 с-1Тл-1 при βо = 1,4 Тл, v = 60 МГц (резонанс) [30-39]. Объекты и методики исследования Керновый материал месторождения Yegbata юго-запада Нигерии был отобран с глубины 750 м, электронное изображение поверхности образца битуминозного керна, полученное с помощью высокоразрешающего растрового микроскопа JSM 7500F (Япония) с разрешением 1 нм при 100-кратном увеличении, приведено на рис. 2. Рис. 2. Электронное изображение поверхности битуминозного керна месторождения Yegbata, Нигерия Рис. 3. Спектр ядерно-магнитного резонанса 1Н битуминозной нефти Нигерии Рис. 4. Спектр ядерно-магнитного резонанса 13С: а - нефти Кубани; б - битуминозной нефти месторождения Yegbata Нигерии Спектры ЯМР снимались на спектрометре JNM ECA-400 (Япония, JEOL, 400 МГц) в дейтерированном хлороформе. В качестве внутреннего стандарта использовался тетраметилсилан. Образец части битуминозного керна (глубина отбора 750 м) помещался в растворитель и перемешивался до полного растворения органической фазы. Нерастворимый остаток породы отфильтровывался. Количество накоплений для спектра 1H - 48, для 13С - 5000. В спектре 1H сигнал растворителя находится на 7,21 м.д., сигнал стандарта - на 0 м.д. В спектре наблюдаются сигналы групп СН3 со сдвигом 1 м.д., СН2 - на 1,5 м.д. и сигналы разветвленных алкильных фрагментов в районе сдвига (2,2 м.д.). Сигнал сдвига в области 7-8 м.д. соответствует сигналам водорода ароматических групп. Спектр ЯМР 1H органической части образца битуминозного керна показывает пиковое значение при химическом сдвиге 1,5 м.д. (рис. 3). В спектре 13С интенсивный сигнал растворителя на 77 м.д. и сигнал стандарта ТМС на 0 м.д. В спектре наблюдаются сигналы ядер углерода различных алкильных групп (предельных углеводородов) СН3, СН2 и СН в районе сдвигов от 10 до 50 м.д. Большая группа сигналов в области 130 м.д. соответствует сигналам углерода ароматических групп полициклических соединений битуминозной нефти. Общий вид спектра ЯМР 13С свидетельствует о большом количестве алифатических и ароматических компонентов битуминозной нефти. Результаты и обсуждение Для сравнительной иллюстрации на рис. 4, а приведен спектр ЯМР 13C нефти Кубани Западно-Ахтанизовского месторождения (скв. № 30, забой 1479 м). На рис. 4, б представлен спектр ЯМР 13C битуминозной нефти Нигерии месторождения Yegbata. В области сигналов ядер 13C углеродов алифатических групп сравниваемых спектров (см. рис. 4) установлено некоторое совпадение спектров ЯМР 13С нефти Кубани и битуминозной нефти Нигерии. Однако в спектре ЯМР 13C образца битуминозной нефти Нигерии наблюдаются более широкие и интенсивные линии в области ароматических углеродов в диапазоне 108-150 м.д. Диапазон химических сдвигов ЯМР 13С и отнесение классов углерода для образца битуминозной нефти месторождения Yegbata Нигерии приведены в таблице. Диапазон 13С и классы углерода образца битума месторождения Yegbata Нигерии Диапазон химических сдвигов 13С, м.д. Обозначение классов углерода Отнесение классов углерода 0-107 Сал Алифатические атомы углерода 108-118 Сат,оф Третичные ароматические атомы углерода в орто-положении к эфирному кислороду 110-130 Сат Третичные ароматические атомы углерода* 130-137 Сач,м Метилзамещенные ароматические атомы углерода* 137-148 Сач,ал Алкил- и нафтилзамещенные ароматические атомы углерода* 148-170 Сач О Ароматические атомы углерода, замещенные фенольной или эфирной группой 170-200 Ск Карбонильные углеродные атомы Примечание:* - в отсутствие гетероатомных и конденсированных ароматических соединений. Заключение С применением современных методов спектральных исследований изучены образцы кернового материала битуминозных отложений месторождения Yegbata Нигерии. Установлены классы углеводородов, составляющих органическую часть кернового материала битуминозного месторождения Нигерии. Показано совпадение спектров ЯМР 13С нефти Кубани и спектров ЯМР 13С битуминозной нефти Нигерии в области химических сдвигов ядер 13C углеродов алифатических групп (предельных углеводородов) СН3, СН2 и СН в интервале сдвигов от 10 до 50 м.д. Спектр ЯМР 13С образца битуминозной нефти имеет более широкий диапазон и большую интегральную величину в области 118-150 м.д., что соответствует сигналам углерода ароматических групп полициклических соединений битуминозной нефти Нигерии. Спектр ЯМР 1Н образца органической составляющей керна показывает увеличенное пиковое значение при химическом сдвиге 1,5 млн-1 алифатической части битуминозной нефти Нигерии. Полученные спектральные данные органической части реального кернового материала указывают на уникальный сырьевой источник с широким компонентным составом алифатических и ароматических углеводородов, входящих в битуминозную нефть месторождения Yegbata Нигерии.

Об авторах

Лейи Клюверт Нвизуг-Би

Автор, ответственный за переписку.
Email: kluivert_dgreat@mail.ru
350072, Россия, г. Краснодар, ул. Московская, 2

аспирант

Ольга Вадимовна Савенок

Email: olgasavenok@mail.ru
350072, Россия, г. Краснодар, ул. Московская, 2

доктор технических наук, профессор кафедры нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна

Юрий Николаевич Мойса

Email: HBN2005@yandex.ru
350063, Россия, г. Краснодар, ул. Кубанская набережная, 7

кандидат химических наук

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 265

PDF (Russian) - 22

PDF (English) - 56

Ссылки

• Ссылки не определены.